Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ "Фроловская" с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ "Фроловская" с Изменением № 1, 49345-13

Назначение

Настоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1

- АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 является обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10кВ «Фроловская» - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская», свидетельство об утверждении типа Яи.Е.34.004.А № 45835 от 23.03.2012 г., регистрационный № 49345-12 , и включает в себя описание дополнительного измерительного канала, соответствующего точке измерения №16.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением №1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень, включающий в себя, измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчик активной и реактивной электроэнергии типа EA02RAL-P4B-4, класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии) и класса точности 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные электрические цепи и технические средства приема - передачи данных.

2-й    уровень, включающий в себя, информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-325H (Госреестр СИ РФ № 44626-10, зав. № 005657) и технических средств приема-передачи данных.

3-й    уровень, включающий в себя, информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), Госреестр СИ РФ № 45048-10. Сервер баз данных (далее - БД) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) расположен в ОАО «ФСК ЕЭС».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение

мощности на интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять

1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут (параметр ПА14). В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки (параметр ПА26) и графики параметров сети.

Каждые 30 минут УСПД ЯТи-325Н производит опрос всех подключенных к нему цифровых счетчиков ИК (параметр ПА15). Полученная информация обрабатывается (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), записывается в энергонезависимую память УСПД и, по запросу с сервера БД ИВК, с периодичностью 1 раз в 30 минут предоставляется в БД ИВК. Вышеописанные процедуры выполняются автоматически, а время и частота опроса устанавливаются на этапе пуско-наладки системы.

Раз в сутки с уровня ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) формируются и отсылаются файлы в формате XML, содержащие информацию о получасовой потребленной и выданной электроэнергии по каждому из направлений, всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) (параметры ПА18, ПА21).

Возможность приема данных смежными системами с уровня ИВКЭ может быть обеспечена установкой программного обеспечения (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» на автоматизированных рабочих местах (далее - АРМ) пользователей смежных субъектов ОРЭ.

В АИИС КУЭ синхронизация времени производится от GPS-приемника (глобальная система позиционирования). В качестве приёмника сигналов GPS о точном календарном времени используется устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ), подключаемое к УСПД RTU-325K От УССВ синхронизируются внутренние часы УСПД ЯТИ-325Н, а от них - и часы счетчика ЕвроАЛЬФА, подключенного к УСПД RTU-325H В АИИС КУЭ автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с. Сравнение часов УСПД RTU-325Н с временем УССВ осуществляется каждые 30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении со временем УССВ на величину ± 2 с. Сравнение часов счетчика с часами УСПД RTU-325Н осуществляется каждые 30 минут, корректировка часов осуществляется при расхождении с часами УСПД RTU-325Н на величину ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиком на длительный срок, часы счетчиков корректируются от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Уровень ИВКЭ содержит программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», и решает задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Окончание таблицы 1

•    Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

•    Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С»

по МИ 3286-2010.

Н

р

О)

3

р О

I Н Р

о В

о о н

ё

Л

н

"в

о

о

"1

S

А

п

п

Z

S

п

о

V!

43

о

и

я

to

К

со

4

Л

и

а

я

л

л

п

Z

5 п

И

"в

ТН

ТТ

о

-а о и * ^ to се

II 43 К н § tr я tг

^    *

io'    н

|-    Я II

^    9 о

СЛ    ^ О

On    и S3

On    GO

40    ^ О

<1    л

О О §-

а> н

о и о

TI К Л о о со о

и

К о

х £ р К

g ^

о

4

Л

"в

5 п

4

5 Z S

И

§5

о го >

М

>

0 ы & > Г

1

Ъ

Cd

К

о

о;

я

43

К

и

о

й

о

Я

BJI-10 кВ №7 (КРУН-ЮкВ (существующий), секция 1, яч. 1)

г? О я оо 2 н w § II ^ ® $ ^ ^ о о 2__.

О ГО >

Счетчик

ON

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации,

№ Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Номер ИК

О

о\

о

w

X

S

о

X

X

Р

н

К

X

со

ё

о

й

о

§

St

*

о

S

го

та

н

р

О)

Й

К

с

о

Is)

о

L/i

U>

Ктт'Ктн'Кг

20000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Наименование измеряемой величины

tj

а

&

I

и

К

р

га

Вид энергии

Основная относительная погрешность ИК,

(±5) % Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации,

_(±S) %_

0х

0х

го

о

о

ч

о

U

К

о

н

и я

о н о

(Я io* 40 -4^

Примечания:

1.    В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5) %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 С до 30 С .

2.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cos j (sinj) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 С до 50 С;ТН- от минус 40 С до 50 С; счетчиков: (23±2) С ; УСПД - от 15 С до 25 С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

3.    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos j (sinj) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота

-    (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 30 °С до 35 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для электросчетчика:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 — 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cos9=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos j (sinj) -

0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 65°С;

-    относительная влажность воздуха - (40-60) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха - (70±5) %;

-    атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

•    электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 50 000 ч., время восстановления работоспособности Тв=168 ч.;

•    компоненты ИВКЭ - УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т0=55 000 ч., среднее время восстановления работоспособности Тв = 24 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

Кг_аиис = 0,9159 - коэффициент готовности;

То_аиис = 1627,8 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

•    Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

Стойкость к электромагнитным воздействиям;

Ремонтопригодность;

Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы; Резервирование элементов системы;

Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта; Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

•    журнал событий счетчика:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания.

•    журнал событий ИВКЭ:

-    ввод расчётных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);

-    ввод/изменение групп измерительных каналов учёта электроэнергии для расчёта агрегированных значений электроэнергии по группам точек измерений (необходимость формирования групп измерительных каналов в промконтроллере определяется на стадии проектирования); потеря и восстановление связи со счетчиком;

-    установка текущих значений времени и даты;

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи с промконтроллером, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    перезапуски промконтроллера (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п);

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отключение питания.

•    журнал событий ИВК: даты начала регистрации измерений; перерывов электропитания; программных и аппаратных перезапусков; установка и корректировка времени; нарушение защиты ИВК;

отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    привод разъединителя трансформаторов напряжения;

-    клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

Лист № 7 Всего листов 9

-    корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

-    клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

-    промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

-    испытательная коробка (специализированный клеммник);

-    крышки клеммных отсеков счетчиков;

-    крышки клеммного отсека УСПД.

•    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений при передаче информации( возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на промконтроллер (УСПД);

-    установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

•    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

•    ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

•    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 49345-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в марте 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005,

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»,

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»,

-    по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»,

-    счетчика ЕвроАльфа - в соответствии с документом «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАльфа (ЕА). Методика поверки»,

-    УСПД RTU-300 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005МП,

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01,

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04,

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе 21168598.422231.0338.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1 - АИИС КУЭ ПС 500/220/10 кВ «Фроловская» с Изменением № 1

1.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

5.    ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

6.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Лист № 9 Всего листов 9

7. «21168598.422231.0338.ИС1.М. Инструкция по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии подстанции 500/220/10 кВ «Фроловская».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.